2022年版《防止电力生产事故的二十五项重点要求》关于防止锅炉事故(锅炉尾部再次燃烧事故、锅炉炉膛爆炸事故、制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故、锅炉满水和缺水事故、锅炉承压部件失效事故、农林生物质发电事故)的规定：

6.1 防止锅炉尾部再次燃烧事故
6.1.1 防止锅炉尾部再次燃烧事故重点是防止回转式空气预热器转子蓄热元件、脱硝装置的催化元件、余热利用装置、除尘器及其干除灰系统、锅炉底部干除渣系统等部位的再次燃烧事故。

6.1.2 锅炉机组的设计选型要保证回转式空气预热器本身及其辅助系统设计合理、配套齐全，必须保证预热器在运行中和热态停机状态均有完善的监控和防止再次燃烧事故的手段，包括：
(1)预热器应设独立的主辅电机、盘车装置、火灾报警装置、入口烟气挡板、出入口风挡板及相应的联锁保护。
(2)预热器应设可靠的停转报警装置，停转报警信号应取自预热器的主轴，而不能取自预热器马达。
(3)预热器应有相配套的水冲洗系统，设备性能必须满足冲洗工艺要求，电厂必须配套具体的水冲洗制度和水冲洗措施，并严格执行。
(4)预热器应设有完善的消防系统，空气侧和烟气侧均应装设消防水喷淋水管，喷淋面积应覆盖整个受热面。如采用蒸汽消防系统，其汽源必须与公共汽源相联，以保证启停、正常运行时均可随时投入以隔绝空气。
(5)预热器应设计配套完善合理的吹灰系统，冷热端均应设有吹灰器。如采用蒸汽吹灰，其汽源应合理选择，且必须与公共汽源相联，疏水设计合理，以满足机组启动和低负荷运行期间的吹灰需要。

6.1.3 锅炉设计、改造时应加强油枪、小油枪、等离子燃烧器等锅炉点火/助燃系统的选型工作，保证其自身完备性及其与锅炉的适应性。
(1)油燃烧器必须设置配风器，配风、雾化质量与出力要匹配，以保证油枪点火可靠、着火稳定、燃烧完全。
(2)循环流化床锅炉油燃烧器出口必须设计足够的燃烧空间，保证油进入炉膛前能够完全燃烧。
(3)锅炉采用少油/无油点火技术时必须充分把握燃用煤质特性，保证小油枪或等离子发生装置的点火热功率与燃用煤质匹配，确保少油/无油点火的可靠性、启动初期的燃尽率和整体性能。
(4)所有燃烧器均应设计完善可靠的火焰监测保护系统，并保证其可以真实反应实际着火情况。

6.1.4 回转式空气预热器在制造等阶段应进行监造和正确保管：
(1)传热元件在出厂和安装保管期间不得采用浸油防腐方式。
(2)设备制造过程中应重视预热器着火报警系统测点元件的检查和验收。

6.1.5 必须充分重视回转式空气预热器辅助设备及系统的可靠性和可用性，按要求进行设备传动检查和试运工作，保证系统可用，联锁保护作正确。
(1)机组基建、调试阶段和检修期间应重视空气预热器的全面检查和资料审查，重点包括空气预热器的热控逻辑、吹灰系统、水冲洗系统、消防系统、停转保护、报警系统及隔离挡板等。
(2)机组基建调试前期和启动前，必须做好吹灰系统、冲洗系统、消防系统的检查、调试、消缺和维护工作，确保吹灰、冲洗、消防行程、喷头等均无死角、无堵塞。锅炉点火前空气预热器相关的所有系统都必须达到投运状态。
(3)基建机组首次点火前或空预器检修后应逐项检查传动火灾报警测点和系统，确保火灾报警系统正常。
(4)基建调试或机组检修期间应进入烟道内部，就地检查、调试空预器各烟风挡板，确保DCS显示、就地刻度和挡板实际位置一致，且动作灵活，关闭严密，能起到隔绝作用。

6.1.6 机组启动前要严格执行验收和检查工作，保证空气预热器和烟风系统干净无杂物、无堵塞。
(1)预热器首次投运前，应将杂物彻底清理干净，蓄热元件通过全面的通透性检查，并经制造、施工、建设、生产等各方验收合格后，方可投入运行。
(2)基建或检修期间，在炉膛或者烟风道内进行工作后，必须彻底检查清理炉膛、风道和烟道，并经过验收，防止风机启动后杂物积聚在空预器换热元件表面上或缝隙中。

6.1.7 锅炉冷态点火前要重视系统准备和调试工作，保证锅炉启动后燃烧良好，特别要防止出现设备故障导致的燃烧不良。
(1) 新建机组或锅炉改造后，燃油系统必须经过辅汽吹扫，并按要求进行油循环；首次投运前必须经过燃油泄漏试验确保各油阀的严密性。
(2)油枪、少油/无油点火系统等新设备和新系统投运前必须进行正确整定和冷态调试。
(3)锅炉启动点火或锅炉灭火后重新点火前必须对炉膛及烟道进行充分吹扫，防止未燃尽物质聚集在尾部烟道。
(4)火焰监测保护系统点火前应全部投用，严禁退出火焰监测保护系统和随意修改逻辑。

6.1.8 锅炉启动后应精心做好运行调整工作，保证燃烧系统参数合理，燃料燃烧完全。
(1)油燃烧器运行时，必须加强配风调整工作，从火焰根部给予足够的燃烧风量以保证燃油燃烧稳定完全。
(2)锅炉燃用渣油或重油时应保证燃油温度和油压在规定值内，雾化蒸汽参数在设计值内，以保证油枪雾化良好、燃烧完全。锅炉点火时应严格监视油枪雾化情况，油枪雾化不好应立即停用并进行清理检修。
(3)采用少油/无油点火方式启动锅炉机组，应保证入炉煤质满足点火要求，磨煤机出力、通风量和煤粉细度在合理范围；应注意检查和分析燃烧情况和锅炉沿程温度、阻力变化情况。
(4)煤油混烧情况下应防止燃烧器超出力。
(5)点火后应加强飞灰可燃物含量的监控，并防止未完全燃烧可燃物在烟道内的沉积。

6.1.9 要重视空气预热器的吹灰，必须精心组织机组冷态启动和低负荷运行情况下的吹灰工作，做到合理吹灰。
(1)投入蒸汽吹灰器前应进行充分疏水，确保吹灰要求的蒸汽过热度。
(2)采用少油/无油点火方式启动的机组，锅炉启动初期空气预热器必须连续吹灰。
(3)机组启动期间，锅炉负荷低于25％额定负荷时，空气预热器应连续吹灰；锅炉负荷大于25％额定负荷时，至少每8h吹灰一次；当回转式空气预热器烟气侧压差增加时，应增加吹灰次数；当低负荷煤、油混烧时，空气预热器应连续吹灰。

6.1.10 要加强对回转式空气预热器的检查，重视发挥水冲洗的作用，及时精心组织，对回转式空气预热器正确地进行水冲洗。
(1)机组每次大、小修或锅炉停炉1周以上时必须对预热器受热面进行检查。若锅炉较长时间低负荷燃油或煤油混烧，宜根据具体情况安排停炉对预热器受热面进行检查。。
(2)预热器停炉检查若发现有存挂油垢或积灰堵塞现象，应及时清理，必要时应及时组织进行水冲洗。
(3)机组运行中，如果预热器阻力超过对应工况设计阻力的150%，宜及时安排水冲洗全面清理。
(4)预热器水冲洗必须事先制定全面的技术措施并通过审批，冲洗工作必须严格按措施执行，一次性彻底冲洗干净，达到冲洗工艺要求，并验收合格。
(5)预热器冲洗后必须正确地进行干燥，并保证彻底干燥。不能立即启动引送风机进行强制通风干燥，防止炉内积灰被空预器金属表面水膜吸附造成二次污染。

6.1.11 应重视并加强对锅炉尾部再次燃烧事故风险点的监控。
(1)运行规程应明确省煤器、脱硝装置、空气预热器等部位烟道在不同工况的烟气温度限制值。
(2)运行中应加强监视回转式空气预热器出口烟风温度变化情况，当烟气温度超过规定值、有再燃前兆时，应立即停炉并及时采取消防措施。
(3)机组停运后和温、热态启动时，是回转式空气预热器受热和冷却条件发生巨大变化的时候，容易产生热量积聚引发着火，应更重视运行监控和检查，如有再燃前兆，必须及早发现，及早处理。
(4)锅炉停炉后，严格按照运行规程和厂家要求停运空气预热器，应加强停炉后的回转式空气预热器运行监控，防止异常发生。
(5)应根据运行工况及时优化、调整脱硝装置喷氨量，保证氨逃逸量在合理区间，以减轻由于硫酸氢铵引起的空气预热器堵塞。

6.1.12 回转式空气预热器跳闸后应防止发生再燃及空预器故障。
(1)若发现预热器停转，立即将其隔绝，投入盘车装置。若挡板隔绝不严或转子盘不动，应立即停炉。
(2)若预热器未设出入口烟/风挡板，空气预热器停转应立即停炉。

6.1.13 加强空预器外的其它特殊设备和部位防再次燃烧事故工作。
(1)在低负荷阶段有少油/无油助燃装置投运或煤油混烧期间，脱硝反应器内必须加强吹灰，监控反应器前后阻力及烟气温度，防止反应器内催化剂区域有未燃尽物质燃烧，反应器灰斗需要及时排灰，防止沉积。
(2)新建燃煤机组尾部烟道下部省煤器灰斗应设可靠输灰系统，以保证未燃物可以及时送出系统。
(3)如果低负荷燃油、微油点火、等离子点火、或者煤油混烧电除尘器在投入运行，电除尘器应降低、或者限二次电压、电流运行，防止在积尘极和放电极之间燃烧、或者在电除尘器内部发生爆炸。期间除灰系统必须连续投入。
(4)布袋除尘器应设可靠的降温系统或保护逻辑以防止除尘器入口烟气温度超限损坏除尘布袋。如降温系统无法控制烟温，应立即降负荷或停炉。在低负荷阶段有少油/无油助燃装置投运或煤油混烧期间，布袋除尘器宜停止清灰或减少清灰频次。
(5)对于安装在锅炉脱硝系统与除尘器间的烟气余热利用装置，在低负荷阶段有少油/无油助燃装置投运或煤油混烧期间，烟气余热利用装置必须加强吹灰，监控装置前后阻力及烟气温度，防止装置管排间有未燃尽物质积存燃烧。对于布置烟气余热利用装置的烟道中容易积灰的位置应设计除灰系统，并及时排灰，防止沉积。
(6)在低负荷阶段有少油/无油助燃装置投运或煤油混烧期间，要防止由于锅炉未燃尽的物质落入干排渣系统的钢带二次燃烧，损坏钢带。要加强就地巡检，必要时应派人就地监控。
(7)锅炉尾部有非金属防腐内衬的部位，检修时有动火操作，必须有相应的防火措施并严格执行。”时检修时动火操作的防火要求。

6.2 防止锅炉炉膛爆炸事故
6.2.1 防止锅炉灭火
(1)锅炉炉膛安全监控系统的设计、选型、安装、调试等各阶段都应严格执行《火力发电厂锅炉炉膛安全监控系统技术规程》(DL/T 1091-2018)中的安全规定。
(2)根据《电站锅炉炉膛防爆规程》(DL/T 435-2018)中有关防止炉膛灭火放炮的规定以及设备的实际状况，如煤质监督、混配煤、燃烧调整、深度调峰运行等内容，制定防止锅炉灭火放炮的措施并严格执行。
(3)加强燃煤的监督管理，制定配煤掺烧管理办法，完善混煤设施。加强负荷预测和煤质分析，根据负荷和煤质变化做好深度调峰用煤管理和调整燃烧的应变措施，防止煤质突变引发燃烧失稳和锅炉灭火事故。
(4)锅炉新投产、改进性大修后或入炉燃料与设计燃料有较大差异时，应进行燃烧调整，以确定合理的配风方式、过量空气系数、煤粉细度、燃烧器倾角或旋流强度及不投油最低稳燃负荷等。
(5)当锅炉已经灭火或全部运行磨煤机的多个火检保护信号闪烁失稳时，严禁投油枪、微油点火枪、等离子点火枪等引燃。当锅炉灭火后，要立即停止燃料(含煤、油、燃气、制粉乏气风)供给，严禁用爆燃法恢复燃烧。重新点火前必须对锅炉进行充分通风吹扫，以排除炉膛和烟道内的可燃物质。
(6)100MW及以上等级机组的锅炉应装设锅炉灭火保护装置。该装置应包括但不限于以下功能：炉膛吹扫、锅炉点火、主燃料跳闸、全炉膛火焰监视、灭火保护和主燃料跳闸首出等。
(7)锅炉灭火保护装置和就地控制设备电源应可靠，电源应采用两路交流220V供电电源，其中一路应为交流不间断电源，另一路电源引自厂用事故保安电源。当设置冗余不间断电源系统时，也可两路均采用不间断电源，但两路进线应分别取自不同的供电母线，防止因瞬间失电造成失去锅炉灭火保护功能。
(8)参与灭火保护的炉膛压力测点应单独设置并冗余配置，必须保证炉膛压力信号取样部位设计合理、安装正确，各压力信号的取样管相互独立，系统工作可靠。炉膛负压模拟量测点应冗余配备4套或以上，各套测量系统的取样点、取样管、压力变送器均单独设置：其中三个为调节用，量程应大于炉膛压力异常联跳风机定值，另一个作监视用，其量程应大于炉膛瞬态承压能力极限值。
(9)炉膛压力保护定值应综合考虑炉膛防爆能力、炉底密封承受能力和锅炉正常燃烧要求合理设置；新机启动或机组检修后启动时必须进行炉膛压力保护带工质传动试验。
(10)加强锅炉灭火保护装置的维护与管理，防止发生火焰探头烧毁和污染失灵、炉膛负压管堵塞等问题，确保锅炉灭火保护装置可靠投用。
(11)每个煤、油、气燃烧器都应单独设置火焰检测装置。火焰检测装置应当精细调整，保证锅炉在全负荷段(含深度调峰工况)和全适用煤种条件下都能正确检测到火焰。火焰检测装置冷却用气源应稳定可靠。
(12)锅炉运行中严禁随意退出锅炉灭火保护。因设备缺陷需部分退出锅炉灭火保护时，应严格履行审批手续，事先做好安全措施并及时恢复。严禁锅炉在灭火保护装置退出情况下启动。
(13)加强设备检修管理和运行维护，防止出现炉膛严重漏风、一次风管不畅、送风不正常脉动、直吹式制粉系统磨煤机堵煤断煤和粉管堵粉、中贮式制粉系统给粉机下粉不均或煤粉自流、热控设备失灵等问题。
(14)加强点火油、气系统的维护管理，消除泄漏，防止燃油、燃气漏入炉膛发生爆燃。燃油、燃气速断阀要定期试验，确保动作正确、关闭严密。
(15)加强锅炉点火(稳燃)系统的检查和维护，定期对各型油枪进行清理和投入试验，确保油枪动作可靠、雾化良好；定期对等离子点火系统进行拉弧试验，确保点火(稳燃)系统可靠备用，能在锅炉深度调峰运行或燃烧不稳时及时投入。
(16)在停炉检修或备用期间，必须检查确认燃油或燃气系统阀门关闭的严密性。锅炉点火前应进行燃油、燃气系统泄漏试验，合格后方可点火启动。
(17)配置少油/无油点火系统煤粉锅炉的灭火保护应参照有关规范合理制定：采用中速磨煤机直吹式制粉系统时，180s内未点燃时应立即停止相应磨煤机的运行；中贮式制粉系统在30s内未点燃时，应立即停止相应给粉机的运行；启动点火期间严禁磨煤机出力超出等离子或小油枪最大允许范围运行。点火失败后必须经充分通风吹扫、查明原因后再重新投入。锅炉点火时严禁解除全炉膛灭火保护，严禁强制火检信号。
(18)加强热工控制系统的维护与管理，防止因分散控制系统死机导致的锅炉炉膛灭火放炮事故。
(19)锅炉实施灵活性改造应全面考虑掉渣、塌灰、辅机跳闸、负荷突变等各类内扰或外扰对稳燃的影响，充分论证并制定可靠的燃烧器改造方案，消除燃烧器缺陷，确定深度调峰工况下的锅炉合理的燃烧方式和制粉系统组合方式。
(20)应通过试验确定锅炉深度调峰运行稳燃安全边界，并制定可靠的稳燃运行技术措施。当深度调峰运行出现燃烧不稳或达到稳燃安全边界时，应及时调整燃烧或投入稳燃系统。深度调峰工况不应采取煤质特性差异较大的煤种掺烧运行。
(21)完成灵活性改造的锅炉，应通过燃烧调整确认深度调峰工况下主辅机运行方式，并建立相应的风煤比、一次风压、二次风量、直流燃烧器摆角或旋流燃烧器旋流强度等参数的控制策略，完善深度调峰运行措施和应急预案。锅炉所有保护和自动投入率不应因深度调峰运行而降低。
(22)锅炉深度调峰运行应同步改进并完善吹灰系统和吹灰控制策略。

6.2.2 防止锅炉严重结渣
(1)锅炉炉膛的设计、选型应参照《大容量煤粉燃烧锅炉炉膛选型导则》(DL/T831-2015)的有关规定进行。
(2)重视锅炉燃烧器的安装、检修和维护，保留必要的安装记录，确保安装角度正确，避免一次风射流偏斜产生贴壁气流。燃烧器改造后的锅炉投运前应进行冷态炉膛空气动力场试验，以检查燃烧器安装角度是否正确，确定锅炉炉内空气动力场符合设计要求。
(3)加强氧量计、一氧化碳测量装置、风量测量装置及二次风门等锅炉燃烧监视、调整相关设备的管理与维护，形成定期校验制度，确保其指示准确，动作正确，避免在炉内近壁区域形成还原性气氛，从而加剧炉膛结渣。
(4)采用与锅炉相匹配的煤种，是防止炉膛结焦的重要措施，当煤种改变时，要进行变煤种燃烧调整试验。
(5)加强运行培训，使运行人员了解防止炉膛和燃烧器结渣的要素，熟悉燃烧调整手段。
(6)运行人员应监视和分析炉膛结渣情况，发现严重结渣，应及时处理。
(7)应加强锅炉吹灰器维护、检修，设置合理的吹灰参数，严格执行定期吹灰制度，防止受热面结渣沾污造成超温。
(8)锅炉受热面及炉底等部位严重结渣，影响锅炉安全运行时，应立即停炉处理。

6.2.3 循环流化床锅炉防爆
(1)应严格按照制造厂规定的可燃物含量要求，筛选合适的启动床料，严禁使用可燃物含量超标的启动床料。
(2)锅炉启动前或主燃料跳闸(MFT)、锅炉跳闸(BT)后应根据床温情况严格执行炉膛冷态或热态吹扫程序，禁止采用降低一次风量至最小控制流化风量以下的方式点火。
(3)确保床上、床下油枪雾化良好、燃烧完全。油枪投用时应严密监视油枪雾化和燃烧情况，发现油枪雾化不良应立即停用，并及时进行清理检修；油枪停用时应确保不发生燃油泄漏。
(4)对于循环流化床锅炉，应根据实际燃用煤质着火点情况进行间断投煤操作，禁止床温未达到投煤允许条件连续大量投煤。锅炉运行中严禁退出床温低触发主燃料跳闸的保护。
(5)循环流化床锅炉压火应先停止给煤机，切断所有燃料，并严格执行炉膛吹扫程序，待床温开始下降、氧量回升时再按正确顺序停风机；禁止通过锅炉跳闸(BT)直接跳闸风机联跳主燃料跳闸(MFT)的方式压火。压火后的热启动应严格执行热态吹扫程序，并根据床温情况进行投油升温或投煤启动。
(6)循环流化床锅炉水冷壁泄漏后，应尽快停炉，并保留一台引风机运行，禁止闷炉；冷渣器受热面泄漏后，应立即切断炉渣进料，并隔绝冷却水。
(7)燃料掺烧应定期做好日常入炉煤质分析，确保投煤允许床温高于入炉煤着火点，新燃料首次掺烧应参照执行《循环流化床锅炉燃料掺烧技术导则》(DL/T 2199-2020)的规定。

6.2.4 防止锅炉内爆
(1)新建机组引风机和脱硫增压风机的最大压头设计必须与炉膛及尾部烟道防内爆能力相匹配，设计炉膛及尾部烟道防内爆强度应大于引风机及脱硫增压风机压头之和。
(2)机组改造增加烟气系统阻力时，应重新核算引风机出力裕度及锅炉尾部烟道的负压承受能力；引风机出力不足时应同步增容改造，对烟道强度不足部分应进行重新加固。检修时应对烟风道的壁面、内部支撑情况进行检查，腐蚀、磨损、变形严重的部分必须进行加固或更换。
(3)应特别重视防止机组高负荷灭火或设备故障瞬间产生过大炉膛负压对锅炉炉膛及尾部烟道造成的内爆危害。锅炉主保护应设置炉膛负压低二值跳锅炉保护；烟风系统联锁应设置炉膛负压低三值跳引风机的保护；机组RUNBACK功能应可靠投用。
(4)加强引风机、脱硫增压风机等设备的检修维护工作，定期对入口调节装置进行检查和试验，确保动作灵活可靠和炉膛负压自动调节特性良好，防止机组运行中设备故障时或锅炉灭火后产生过大负压。
(5)运行规程中必须有防止炉膛内爆的条款和事故处理预案。

6.3 防止制粉系统爆炸和煤尘爆炸事故
6.3.1 防止制粉系统爆炸
(1)在锅炉设计和制粉系统设计选型时期，应严格遵照相关规程要求，保证制粉系统设计和磨煤机的选型，与燃用煤种特性和锅炉机组性能要求相匹配和适应，必须体现出制粉系统防爆设计。
(2)不论是新建机组设计、还是由于改烧煤种等原因进行锅炉燃烧系统改造，都不应忽视制粉系统的防爆要求，当煤的干燥无灰基挥发分大于25%(或煤的爆炸性指数大于3.0)时，不宜采用中间储仓式制粉系统，如必要时宜抽取炉烟干燥或者加入惰性气体。
(3)对于制粉系统，应设计可靠足够的温度、压力、流量测点和完备的连锁保护逻辑，以保证对制粉系统状态测量指示准确、监控全面、动作合理。中间储仓制粉系统的粉仓和直吹制粉系统的磨煤机出口，应设置足够的温度测点和温度报警装置，并定期进行校验。
(4)制粉系统设计时，应尽量减少水平管段，整个系统要做到严密、内壁光滑、无积粉死角。
(5)煤仓、粉仓、制粉和送粉管道、制粉系统阀门、制粉系统防爆压力和防爆门的防爆设计符合《火力发电厂烟风煤粉管道设计规范》(DL/T5121-2020)和《火力发电厂制粉系统设计计算技术规定》(DL/T 5145-2012)的相关要求。
(6)热风道与制粉系统连接部位，以及排粉机出入口风箱的连接部位，应达到防爆规程规定的抗爆强度。
(7)制粉系统应设计配置齐全的磨煤机出口隔离门和热风隔绝门。
(8)对于爆炸特性较强煤种，制粉系统应配套设计相应的消防系统和充惰系统。该系统应汽(气)源稳定，疏水符合设计和运行要求，并定期进行维护和检查，确保能够随时按要求投用。
(9)加强防爆门的检查和管理工作，防爆薄膜应有足够的防爆面积和规定的强度。防爆门一旦动作喷出物的喷射方向和范围，不能直对通道和电缆桥架，以避免危及人身安全、损坏设备和烧损电缆。
(10)保证系统安装质量，保证连接部位严密、光滑、无死角，避免出现局部积粉。
(11)做好“三块分离”和入炉煤杂物清除工作，保证制粉系统运行正常。
(12)应做好磨煤机风门挡板和石子煤排渣门的检修维护工作，保证磨煤机能够隔离严密。
(13)中储式制粉系统粉仓、绞龙的吸潮管应完好，管内通畅无阻，运行中粉仓要保持适当负压。
(14)定期检查煤仓、粉仓仓壁内衬钢板，严防衬板磨漏、夹层积粉自燃。每次大修煤粉仓应清仓，并检查粉仓的严密性及有无死角，特别要注意仓顶板—大梁搁置部位有无积粉死角。
(15)在锅炉机组进行跨煤种改烧时，在对燃烧器和配风方式进行改造的同时，应对制粉系统进行安全性评估，必要时进行配套改造，以保证炉膛和制粉系统全面达到安全要求。
(16)加强入厂煤和入炉煤的管理工作，建立煤质分析和配煤管理制度，掺烧和燃用易燃易爆煤种应进行可行性研究，分析评估设备、系统、运行以及管理等方面存在的不适应性，必要情况下应加以设备改造，提前制定完善的管理制度和技术措施并进行培训，具体掺烧和燃用时应及早通知运行人员，以便加强监视和检查，发现异常及时处理。
(17)中储式制粉系统要坚持执行定期降粉制度和停炉前煤粉仓空仓制度。
(18)根据煤种的自燃特性，建立停炉清理煤仓制度，防止因长期停运导致原煤仓自燃。
(19)制粉系统的爆炸绝大部分发生在制粉设备的启动和停机阶段，因此不论是制粉系统的控制设计，还是运行规程中的操作规定和启停措施，特别是具体的运行操作，都必须遵守通风、吹扫、充惰、加减负荷等要求，保证各项操作规范，负荷、风量、温度等参数控制平稳，避免大幅扰动。
(20)磨煤机运行及启停过程中应严格控制磨煤机出口温度不超过规定值。
(21)针对燃用煤质和制粉系统特点，制定合理的制粉系统定期轮换制度，防止备用制粉系统在原煤仓或磨煤机内部发生自燃。
(22)加强运行检查、监控，及时采取措施，避免制粉系统运行中出现断煤、满煤以及走空原煤仓等问题。一旦出现断煤、满煤问题，必须及时正确处理，防止出现严重超温和煤在磨煤机及系统内不正常存留。正压制粉系统磨煤机运行中应避免发生原煤仓空仓问题，杜绝热风通过磨煤机上窜至原煤仓，引发原煤仓内发生爆炸事故。
(23)中速磨煤机定期对石子煤箱进行检查，及时排石子煤；正常运行中石子煤量较少时也要定期排石子煤，以防止石子煤箱自燃。
(24)对于中速磨煤机直吹制粉系统，如采用风道燃烧器加热一次风进行制粉，应重视风道燃烧器系统各设备、部件、测点、以及风道燃烧器后膨胀节等的检查维护，确保燃烧正常、燃烧器下游温度合理，防止膨胀节超温老化发生撕裂泄漏，引发附近设备、电缆着火，造成二次连带事故。
(25)对于采用直吹制粉系统的机组燃用经过干燥提质的褐煤时，要合理优化干燥后褐煤的剩余水分以及磨煤机出口一次风温度限制；应配套完善的防爆措施，防止发生制粉系统爆炸事故。
(26)加强制粉系统运行状态管理，定期对煤粉细度、煤粉管道一次风流速测量和偏差调整，防止发生一次风管道堵管问题。
(27)当发现备用磨煤机内着火时，要立即关闭其所有的出入口风门挡板以隔绝空气，并用蒸汽消防进行灭火。
(28)制粉系统煤粉爆炸事故发生后，应找到积粉着火点并分析清楚造成积粉的原因，采取针对性措施消除积粉。必要时应进行针对性改造。
(29)制粉系统检修动火前应将积粉清理干净，并正确办理动火工作票手续，规范作业。

6.3.2 防止煤尘爆炸
(1)消除制粉系统和输煤系统的粉尘泄漏点，降低煤粉浓度。大量放粉或清理煤粉时，应制定和落实相关安全措施，应尽可能避免扬尘，杜绝明火，防止煤尘爆炸。
(2)煤粉仓、制粉系统和输煤系统附近应有消防设施，并备有专用的灭火器材，消防系统水源应充足、水压符合要求。消防灭火设施应保持完好，按期进行试验(试验时灭火剂不进入粉仓)。
(3)煤粉仓投运前应做严密性试验。凡基建投产时未做过严密性试验的要补做漏风试验，如发现有漏风、漏粉现象应及时消除。
(4)在微油或等离子点火期间，除灰系统储仓需经常卸料，防止储仓未燃尽物质自燃爆炸。

6.4 防止锅炉满水和缺水事故
6.4.1 汽包锅炉应至少配置2只彼此独立的就地汽包水位计和3只远传汽包水位计。水位计的配置应采用2种以上工作原理共存的配置方式，以保证各种运行工况下对锅炉汽包水位的正确监视。按《火电发电厂锅炉汽包水位测量系统技术规程》(DL/T 1393-2014)中汽包水位测量系统的量程相关要求，应配置大量程的差压式或电极式汽包水位测量装置。

6.4.2 汽包水位计的安装
(1) 取样管应穿过汽包内壁隔层，管口应尽量避开汽包内水汽工况不稳定区(如：安全阀排汽口、汽包进水口、下降管口、汽水分离器水槽处等)，若不能避开时，应在汽包内取样管口加装稳流装置。
(2) 汽包水位计水侧取样管孔的位置应低于锅炉汽包水位低停炉保护动作值，汽侧取样管孔的位置应高于锅炉汽包水位高停炉保护动作值，并应有足够的裕量。
(3)水位计、水位平衡容器或变送器与汽包联接的取样管，应至少有1:100的斜度：就地联通管式水位计的汽侧取样管位置高于取样孔侧位置，水侧取样管位置低于取样孔侧位置；差压式水位计的汽侧取样管位置低于取样孔侧位置，水侧取样管位置高于取样孔侧位置。
(4)新安装的机组必须核实汽包水位取样孔的位置、结构及水位计平衡容器安装尺寸，均符合要求。
(5) 差压式水位计严禁采用将汽水取样管引到一个连通容器(平衡容器)，再在平衡容器中段引出差压水位计的汽水侧取样的方法。

6.4.3 对于过热器出口压力为13.5MPa及以上的锅炉，其汽包水位计应以差压式(带压力修正回路)水位计为基准。汽包水位信号应采用三选中值的方式进行优选。
(1) 差压水位计(变送器)应采用压力补偿。汽包水位测量应充分考虑平衡容器的温度变化造成的影响，必要时采用补偿措施。
(2) 汽包水位测量系统，应采取正确的保温、伴热及防冻措施，以保证汽包水位测量系统的正常运行及正确性。

6.4.4 汽包就地水位计的零位应以制造厂提供的数据为准，并进行核对、标定。随着锅炉压力的升高，就地水位计指示值愈低于汽包真实水位，下表为不同压力下就地水位计的正常水位示值和汽包实际零水位的差值Δh参考：

6.4.5 按规程要求定期或检修后对汽包水位计进行零位校验，核对各汽包水位测量装置间的示值偏差，当同一侧水位测量偏差大于30mm或不同侧水位在各自取中间测量值后的偏差大于50mm时，应立即汇报，并查明原因予以消除。

6.4.6 严格按照运行规程及各项制度，对水位计及其测量系统进行检查及维护。机组启动调试时应对汽包水位校正补偿方法进行校对、验证，并进行汽包水位计的热态调整及校核。新机组验收时应有汽包水位计安装、调试及试运专项报告，列入验收主要项目之一。

6.4.7 当一套水位测量装置因故障退出运行时，应填写处理故障的工作票，工作票应写明故障原因、处理方案、危险因素预告等注意事项，一般应在8小时内恢复。若不能完成，应制定措施，经主管领导批准，允许延长工期，但最多不能超过24小时，并报上级主管部门备案。

6.4.8 当不能保证两种类型水位计正常运行时，必须停炉处理。

6.4.9 锅炉高、低水位保护要求如下：
(1)锅炉汽包水位高、低保护应采用独立测量的三取二的逻辑判断方式。当有一点因某种原因须退出运行时：应自动转为二取一的逻辑判断方式，办理审批手续，限期(不宜超过8小时)恢复；当有二点因某种原因须退出运行时，应自动转为一取一的逻辑判断方式，应制定相应的安全运行措施，严格执行审批手续，限期(8小时以内)恢复，如逾期不能恢复，应立即停止锅炉运行。当自动转换逻辑采用品质判断等作为依据时，在逻辑正式投运前应进行详细试验确认，不可简单的采用超量程等手段作为品质判断。
(2)锅炉汽包水位保护所用的三个独立的水位测量装置输出的信号均应分别通过三个独立的I/O模件引入DCS的冗余控制器。每个补偿用的汽包压力变送器也应分别独立配置，其输出信号引入相对应的汽包水位差压信号I/O模件。
(3)锅炉汽包水位保护在锅炉启动前和停炉前应进行实际传动校检。用上水方法进行高水位保护试验、用排污门放水的方法进行低水位保护试验，严禁用信号短接方法进行模拟传动替代。
(4)锅炉汽包水位保护的定值和延时值随炉型和汽包内部结构不同而异，延时值的设置还应符合防止瞬间虚假水位误动及防止事故时水位偏差进一步扩大导致重大事故的原则，汽包水位保护的定值和延时值的具体数值应由锅炉制造厂确定，不应自行设置上述数值。
(5)锅炉水位保护的停退，必须严格执行审批制度。
(6)汽包锅炉水位保护是锅炉启动的必备条件之一，水位保护不完整严禁启动。

6.4.10 当在运行中无法判断汽包真实水位时，应紧急停炉。

6.4.11 对于控制循环锅炉，应设计炉水循环泵差压低低停炉保护。炉水循环泵差压信号应采用独立测量的元件，对于差压低停泵保护应采用二取二的逻辑判别方式，当有一点故障退出运行时，应自动转为二取一的逻辑判断方式，并办理审批手续，限期恢复(不宜超过8小时)。当二点故障超过4小时时，应立即停止该炉水循环泵运行。

6.4.12 对于直流炉，应设计省煤器入口流量低保护，流量低保护应遵循三取二原则。主给水流量测量应分别取自三个独立的取样点、传压管路和差压变送器并进行三选中后的信号。

6.4.13 直流炉应严格控制燃水比，严防燃水比失调。湿态运行时应严密监视分离器水位，干态运行时应严密监视微过热点(中间点)温度，防止蒸汽带水或金属壁温超温。

6.4.14 高压加热器保护装置及旁路系统应正常投入，并按规程进行试验，保证其动作可靠，避免给水中断。当因某种原因需退出高压加热器保护装置时，应制定措施，严格执行审批手续，并限期恢复。

6.4.15 给水系统中各备用设备应处于正常备用状态，按规程定期切换。当失去备用时，应制定安全运行措施，限期恢复投入备用。

6.4.16 建立锅炉汽包水位、炉水泵差压及主给水流量测量系统的维修和设备缺陷档案，对各类设备缺陷进行定期分析，找出原因及处理对策，并实施消缺。

6.4.17 运行人员必须严格遵守值班纪律，监盘思想集中，经常分析各运行参数的变化，调整要及时，准确判断及处理事故。不断加强运行人员的培训，提高其事故判断能力及操作技能。

6.5 防止锅炉承压部件失效事故
6.5.1 各单位应成立防止压力容器和锅炉爆漏工作小组，加强专业管理、技术监督管理和专业人员培训考核，健全各级责任制。

6.5.2 新建锅炉产品的制造、安装过程应由特种设备监检单位实施制造、安装阶段监督检验。锅炉投入使用前或投入使用后30日内，使用单位应当按照《特种设备使用管理规则》(TSG 08-2017)办理使用登记，申领使用登记证。不按规定检验、办理使用登记的锅炉，严禁投入使用。

6.5.3 电站锅炉范围内管道包括主给水管道、主蒸汽管道、再热蒸汽管道等应符合《锅炉安全技术规程》(TSG 11-2020)的要求。建设单位采购该范围内管道中使用的元件组合装置(减温减压装置、堵阀、流量计(壳体)、工厂化预制管段)时，应在采购合同中注明“要求按照锅炉部件实施制造过程监督检验”的要求。制造单位制造上述元件组合装置时，应向经国家市场监督管理总局核准的具备锅炉或压力管道监检资质的检验机构提出监检申请，由检验机构按照安全技术规范和相关标准实施制造过程监督检验，合格后出具监检报告和证书。未经监督检验合格的管道元件组合装置不得在电站锅炉范围内管道中使用。

6.5.4 严格做好锅炉制造、安装和调试期间的监造和监理工作。新建锅炉承压部件在安装前必须进行安全性能检验，并将该项工作前移至制造厂，与设备监造工作结合进行。在役锅炉结合机组检修开展承压部件、锅炉定期检验。锅炉检验项目和程序按《特种设备安全法》、《特种设备安全监察条例》(中华人民共和国国务院令第549号2009年5月1日执行)、《锅炉安全技术规程》(TSG 11-2020)、《电站锅炉压力容器检验规程》(DL/T647-2004)、《固定式压力容器安全技术监察规程》(TSG 21-2016)和《火力发电厂金属技术监督规程》(DL/T 438-2016)等相关规定进行。

6.5.5 防止超压超温
(1)严防锅炉缺水和超温超压运行，严禁在水位表数量不足(指能正确指示水位的水位表数量)、安全阀解列的状况下运行。
(2)参加电网调峰的锅炉，运行规程中应制定相应的技术措施。按调峰设计的锅炉，其调峰性能应与汽轮机性能相匹配；非调峰设计的锅炉，其调峰负荷的下限应由水动力计算、水动力试验及燃烧稳定性试验确定，并在运行规程制定相应的反事故措施。
(3)直流锅炉的蒸发段、分离器、过热器、再热器出口导汽管等应有完整的管壁温度测点，以便监视各导汽管间的温度，并结合直流锅炉蒸发受热面的水动力分配特性，做好直流锅炉燃烧调整工作，防止超温爆管。
(4)锅炉超压水压试验和安全阀整定应严格按《电力行业锅炉压力容器安全监督规程》(DL/T 612-2017)、《电站锅炉压力容器检验规程》(DL/T 647-2004)、《电站锅炉安全阀技术规程》(DL/T 959-2020)执行。
(5)装有一、二级或多级旁路系统的机组，机组起停时应投入旁路系统，旁路系统的减温水须正常可靠。
(6) 锅炉启停过程中，应严格控制汽温变化速率。在启动中应加强燃烧调整，防止炉膛出口烟温超过规定值。
(7) 加强直流锅炉的运行调整，严格按照规程规定的负荷点进行干湿态转换操作。
(8)锅炉承压部件使用的材料应符合《高压锅炉用无缝钢管》(GB/T5310-2017)和《火力发电厂金属材料选用导则》(DL/T 715-2015)的规定，材料的允许使用温度应高于计算壁温并留有裕度。应配置必要的炉膛出口或高温受热面两侧烟气温度测点、高温受热面壁温测点，应加强对烟气温度偏差和受热面壁温的监视和调整。现有壁温测点无法满足需要时，及时增加超温管段的壁温测点。

6.5.6 防止设备大面积腐蚀
(1)严格执行《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》(GB/T12145-2016)、《化学监督导则》(DL/T246-2015)、《火力发电厂水汽化学监督导则》(DL/T561-2013)、《电力基本建设热力设备化学监督导则》(DL/T889-2015)、《发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则》(DL/T712-2021)、《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》(DL/T956-2017)、《火力发电厂锅炉化学清洗导则》(DL/T794-2012)、《火电厂凝汽器管防腐防垢导则》(DL/T300-2011)等有关规定，加强化学监督工作。
(2)机组运行时凝结水精处理设备严禁全部退出。机组启动时应及时投入凝结水精处理设备，直流锅炉机组在启动冲洗达到规程规定铁、硅等指标时即应投入精处理设备，精处理运行设备应采取氢型运行方式防止漏氯漏钠，以保证精处理出水质量。
(3)凝结水精处理系统再生时要保证阴阳离子交换树脂的分离度和再生度，防止再生过程发生交叉污染，阴树脂的再生剂应满足《工业用氢氧化钠》(GB/T 209-2018)中离子膜碱一等品要求，阳树脂的再生剂应满足《工业用合成盐酸》(GB 320-2006)中优等品的要求。精处理树脂投运前应充分正洗，应控制阴树脂正洗出水电导率小于1μS/cm、阳树脂正洗出水电导率小于2μS/cm、混合树脂正洗出水电导率小于0.1μS/cm；串联阳床+阴床系统，控制阴、阳树脂在再生设备中单独正洗至电导率小于1μS/cm，投运前设备串联正洗至末级出水电导率小于0.1μS/cm，防止树脂中的残留再生酸液被带入水汽系统而造成炉水pH值大幅降低。
(4)应定期检查凝结水精处理混床和树脂捕捉器的完好性，防止凝结水精处理混床树脂在运行过程中漏入热力系统，其分解产物影响水汽品质，造成热力设备腐蚀。
(5)加强循环冷却水处理系统的监督和管理，严格按照动态模拟试验结果控制循环水的各项指标，防止凝汽器管材腐蚀、结垢及泄漏。当凝结器管材发生泄漏造成凝结水品质超标时，应及时查漏、堵漏。
(6)当运行机组发生水汽质量劣化时，严格按《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》(GB/T 12145-2016)中的第15条、《火力发电厂水汽化学监督导则》(DL/T561-2013)中的第6条、《火电厂汽水化学导则 第4部分：锅炉给水处理》(DL/T 805.4-2016)中的第9条处理，严格执行“三级处理”制度。
(7)按照《火力发电厂停(备)热力设备防锈蚀导则》(DL/T956-2017)进行机组停用保护，防止锅炉、汽轮机、凝汽器(包括空冷岛)、热网换热器等热力设备发生停用腐蚀。
(8)应按《发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则》(DL/T712-2021)的规定选用凝汽器及辅机冷却器管材，安装或更新前应进行严格的质量检验和验收，并加强运行维护及检修检查评价。
(9)加强锅炉燃烧调整，改善贴壁气氛，避免高温腐蚀。锅炉改燃非设计煤种时，应全面分析新煤种高温腐蚀特性，采取有针对性的措施。锅炉采用主燃区过量空气系数低于1.0的低氮燃烧技术时应加强贴壁气氛监视和大小修时对锅炉水冷壁管壁高温腐蚀趋势的检查工作。
(10)在大修或大修前的最后一次检修时应割取水冷壁管并测定垢量，按《火力发电厂锅炉化学清洗导则》(DL/T794-2012)相关规定及时进行机组化学清洗。
(11)热网疏水等各类温度较高的工质禁止直接进入给水系统，应降温后接入凝汽器，并经精处理设备处理后进入给水系统，以免造成给水水质劣化。

6.5.7 防止炉外管爆破
(1)加强炉外管巡视，对管系振动、水击、膨胀受阻、保温脱落等现象应认真分析原因，及时采取措施。炉外管发生漏汽、漏水现象，必须尽快查明原因并及时采取措施，如不能与系统隔离处理应立即停炉。
(2)按照《火力发电厂金属技术监督规程》(DL/T 438-2016)，对汽包、直流锅炉汽水分离器及储水罐、集中下降管、联箱、主蒸汽管道、再热蒸汽管道、弯管、弯头、阀门、三通等大口径部件及其焊缝进行检查，及时发现和消除设备缺陷。对于不能及时处理的缺陷，应对缺陷尺寸进行定量检测及监督，并做好相应技术措施。
(3)定期对导汽管、汽水联络管、下降管等炉外管以及联箱封头、接管座等进行外观检查、壁厚测量、圆度测量及无损检测，发现裂纹、冲刷减薄或圆度异常复圆等问题应及时采取打磨、补焊、更换等处理措施。
(4)加强对汽水系统中的高中压疏水、排污、减温水等小径管的管座焊缝、内壁冲刷和外表腐蚀现象的检查，发现问题及时更换。
(5)按照《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》(DL/T616-2006)的要求，对支吊架进行定期检查和调整。
(6)对于疏水管道、放空气管等存在汽水两相流的管道，应重点检查其与母管相连的角焊缝、母管开孔的内孔周围、弯头等部位的裂纹和冲刷，其管道、弯头、三通和阀门，运行100，000小时后，宜结合检修全部更换。
(7)定期对喷水减温器检查，混合式减温器每隔1.5～3万小时检查一次，应采用内窥镜进行内部检查，喷头应无脱落、喷管无开裂、喷孔无扩大，联箱内衬套应无裂纹、腐蚀和断裂。减温器内衬套长度小于8米时，除工艺要求的必须焊缝外，不宜增加拼接焊缝；若必须采用拼接时，焊缝应经100%探伤合格后方可使用。防止减温器喷头及套筒断裂造成过热器联箱裂纹，面式减温器运行2-3万小时后应抽芯检查管板变形，内壁裂纹、腐蚀情况及芯管水压检查泄漏情况，以后每大修检查一次。
(8)在检修中，应重点检查可能因膨胀和机械原因引起的承压部件爆漏的缺陷。
(9)机组投运的第一年内，应对主蒸汽和再热蒸汽管道的不锈钢温度套管角焊缝进行渗透和超声波检测，并结合每次A级检修进行检测。
(10)锅炉水压试验结束后，应严格控制泄压速度，并将炉外蒸汽管道存水完全放净，防止发生水击。
(11)焊接工艺、质量、热处理及焊接检验应符合《火力发电厂焊接技术规程》(DL/T869-2012)和《火力发电厂焊接热处理技术规程》(DL/T819-2019)的有关规定。
(12)在维护和检修热力系统的阀门、管件、设备时，必须采取防止汽水串通的可靠隔离措施。严禁在热力系统消压、放水前作业。严禁带压状态近距离检查设备、管道的泄漏，严禁用敲打法检查管道的泄漏，严禁用碾压法带压堵漏。

6.5.8 防止锅炉四管爆漏
(1)建立锅炉承压部件防磨防爆设备台帐，制定和落实防磨防爆定期检查计划、防磨防爆预案，完善防磨防爆检查、考核制度。
(2)在有条件的情况下，应采用漏泄监测装置。水冷壁、过热器、再热器、省煤器管发生爆漏时，应及时停运，防止扩大冲刷损坏其它管段。
(3)定期检查水冷壁刚性梁四角连接及燃烧器悬吊机构，发现问题及时处理。防止因水冷壁晃动或燃烧器与水冷壁鳍片处焊缝受力过载拉裂而造成水冷壁泄漏。
(4)加强蒸汽吹灰设备系统的维护及管理。在蒸汽吹灰系统投入正式运行前，应对各吹灰器蒸汽喷嘴伸入炉膛内的实际位置及角度进行测量、调整，并对吹灰器的吹灰压力进行逐个整定，避免吹灰压力过高。吹灰器投用前应对吹灰管路充分暖管疏水，严禁吹灰蒸汽带水。运行中遇有吹灰器卡涩、进汽门关闭不严等问题，应及时将吹灰器退出并关闭进汽门，避免受热面被吹损，并通知检修人员处理。
(5)锅炉发生四管爆漏后，必须尽快停炉。在对锅炉运行数据和爆口位置、数量、宏观形貌、内外壁情况等信息作全面记录后方可进行割管和检修。应对爆漏原因进行分析，分析手段包括宏观分析、金相组织分析和力学性能试验，必要时对结垢和腐蚀产物进行化学成分分析，根据分析结果采取相应措施。
(6)运行时间接近设计寿命或发生频繁泄漏的锅炉过热器、再热器、省煤器，应对受热面管进行寿命评估，并根据评估结果及时安排更换。
(7)达到设计使用年限的机组和设备，必须按规定对主设备特别是承压管路进行全面检查和试验，组织专家进行全面安全性评估，经主管部门审批后，方可继续投入使用。
(8)对新更换的金属钢管必须进行光谱复核，焊缝 100％探伤检查，并按《火力发电厂焊接技术规程》(DL/T869-2012)和《火力发电厂焊接热处理技术规程》(DL/T819-2019)要求进行热处理。
(9)加强锅炉水冷壁及集箱检查，以防止裂纹导致泄漏。

6.5.9 防止超(超超)临界锅炉高温受热面管内氧化皮大面积脱落
(1)超(超超)临界锅炉受热面设计必须尽可能减少热偏差，各段受热面必须布置足够的壁温测点，测点应定期检查校验，确保壁温测点的准确性。
(2)高温受热面管材的选取应考虑合理的高温抗氧化裕度。
(3)加强锅炉受热面和联箱监造、安装阶段的监督检查，必须确保用材正确，受热面内部清洁，无杂物。重点检查原材料质量证明书、入厂复检报告和进口材料的商检报告。
(4)必须准确掌握各受热面多种材料拼接情况，合理制定壁温定值。
(5)必须重视试运中酸洗、吹管工艺质量，吹管完成过热器高温受热面联箱和节流孔必须进行内部检查、清理工作，确保联箱及节流圈前清洁无异物。
(6)不论是机组启动过程，还是运行中，都必须建立严格的超温管理制度，认真落实，严格执行规程，杜绝超温。
(7)严格执行厂家设计的启动、停止方式和变负荷、变温速率。
(8)机组运行中，尽可能通过燃烧调整，结合平稳使用减温水和吹灰，减少烟温、汽温和受热面壁温偏差，保证各段受热面吸热正常，防止超温和温度突变。
(9)对于存在氧化皮问题的锅炉，不应停炉后强制通风快冷。
(10)加强汽水监督，给水品质达到《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》(GB/T 12145-2016)。
(11)新投产的超(超超)临界锅炉，必须在第一次检修时进行高温段受热面的管内氧化情况检查。对于存在氧化皮问题的锅炉，必须利用检修机会对弯头及水平段进行氧化层检查，以及氧化皮分布和运行中壁温指示对应性检查。
(12)加强对超(超超)临界机组锅炉过热器的高温段联箱、管排下部弯管和节流圈的检查，以防止由于异物和氧化皮脱落造成的堵管爆破事故。对弯曲半径较小的弯管应进行重点检查。
(13)加强新型高合金材质管道和锅炉蒸汽连接管的使用过程中的监督检验，每次检修均应对焊口、弯头、三通、阀门等进行抽查，尤其应注重对焊接接头中危害性缺陷(如裂纹、未熔合等)的检查和处理，不允许存在超标缺陷的设备投入运行，以防止泄漏事故；对于记录缺陷也应加强监督，掌握缺陷在运行过程中的变化规律及发展趋势，对可能造成的隐患提前做出预判。
(14)加强新型高合金材质管道和锅炉蒸汽连接管运行过程中材质变化规律的分析，定期对P91、P92、P122等材质的管道和管件进行硬度和微观金相组织定点跟踪抽查，积累试验数据并与国内外相关的研究成果进行对比，掌握材质老化的规律，一旦发现材质劣化严重应及时进行更换。对于应用于高温蒸汽管道的P91、P92、P122等材质的管道，如果发现硬度低于标准值，应及时分析原因，进行金相组织检验，必要时，进行强度计算与寿命评估，并根据评估结果采取相应措施。焊缝硬度超出控制范围，首先在原测点附近两处和原测点180°位置再次测量；其次在原测点可适当打磨较深位置，打磨后的管子壁厚不应小于管子的最小计算壁厚。

6.5.10 奥氏体不锈钢小管的监督
(1)奥氏体不锈钢管子蠕变应变大于4.5%，低合金钢管外径蠕变应变大于2.5%，碳素钢管外径蠕变应变大于3.5%，T91、T122类管子外径蠕变应变大于1.2%，应进行更换。
(2)对于奥氏体不锈钢管子要结合大修检查钢管及焊缝是否存在沿晶、穿晶裂纹，一旦发现应及时换管。
(3)锅炉运行5万h后，检修时应对与奥氏体耐热钢相连的异种钢焊缝按10%进行无损检测。
(4)对于奥氏体不锈钢管与铁素体钢管的异种钢接头在5万小时进行割管检查，重点检查铁素体钢一侧的熔合线是否开裂。

6.6 防止农林生物质发电事故
6.6.1 防止农林生物质电厂燃料存储区、上料皮带及炉前料斗着火
(1)应做好料场整体规划，预防外来火源、火灾，防火间距要求满足相关规程要求；堆垛位置选择排水比较好的区域，确保雨水可以及时排出。
(2)规范燃料存储区的用电设备，严格用电安全。加强料场内用电管理，杜绝雷电火灾。
(3)上料系统及炉前料仓必须采取防火措施，设置消防水喷淋系统，杜绝外来火源，并在炉前料仓与皮带之间设置防火挡板。螺旋给料机头部宜装有感温探测器，当温度异常时，应能向控制室报警。
(4)加强料场内部消防安全管理，从严控制火灾隐患。严格料场门禁管理，对入厂车辆和人员进行检查登记，设立火种留置柜，进入料场必须留下火种。
(5)加强车辆安全管理，杜绝车辆自燃火灾。
(6)料场内及料场周边50米范围内坚决杜绝抽烟现象；料场内岗楼、值班室、计量室应采用无明火方式取暖，料场内燃料卸车过程中，必须严格检查卸料现场是否有遗留火种，卸车完成后应检查卸车现场，确保安全。

6.6.2 防止水冷壁和高温受热面高温腐蚀
(1)在锅炉设计时，必须合理控制炉膛温度；必须采用合适的材料与合理的受热面结构，以避免结焦造成的碱金属和氯离子腐蚀。
(2)锅炉设计方案中应充分考虑优化锅炉蒸汽流程和烟气流程，考虑对炉膛拱形结构和向火侧水冷壁的材质进行升级优化，做好防止高温腐蚀措施。
(3)加强入厂燃料和入炉燃料的管理工作，严格控制入炉燃料质量，主要控制燃料氯含量、钠含量和硫含量不超锅炉设计燃料范围要求。
(4)禁止掺烧、改烧煤等高污染燃料以及垃圾、塑料等废弃物。
(5)应在每次停炉检修时对水冷壁、高温过热器等向火部位开展高温腐蚀检查，做好记录形成台账，并根据历史记录和台账判断管子强度，必要时采取喷涂等措施加强或者更换管子。

6.6.3 防止锅炉尾部再次燃烧
(1)在炉膛出口烟道转向部位应设置分离灰斗，并应及时清除沉积分离下来的大颗粒及未燃尽火星，减少逃逸出锅炉的未燃尽大颗粒及火星。
(2)必须在锅炉出口设置火花捕集器或者旋风除尘器，运行中预分离大颗粒及未燃尽火星，避免火星直接撞击布袋。
(3)除尘系统设计时应选择防火材质的除尘器滤袋。
(4)应定期清理除尘器底部灰斗积灰，防止发生再次燃烧烧损滤袋。

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